La France dispose désormais de 2 gigawatts (GW) d’éolien en mer opérationnels, répartis sur quatre parcs raccordés au réseau. C’est dans ce contexte que le secteur se réunit cette semaine à Montpellier pour la 15e édition de la conférence internationale FOWT 2026 (24-26 mars), tandis que le chantier du parc de Dieppe-Le Tréport avance prudemment et que la filière attend les détails de l’appel d’offres AO10, clef de voûte de l’objectif inscrit dans la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE3) de février 2026 : 15 GW d’éolien en mer en 2035.
Quatre parcs opérationnels, une filière qui s’installe
Après des années de démarrage difficile — marquées par des recours juridiques, des retards industriels et des polémiques sur les tarifs de rachat —, la France dispose fin 2025 de quatre parcs éoliens offshore en fonctionnement. Saint-Nazaire (480 MW, raccordé par RTE en 2022) a ouvert le bal. Fécamp (497 MW) et Saint-Brieuc (496 MW) ont suivi en 2024. Yeu-Noirmoutier (496 MW), développé par Ocean Winds (ENGIE/EDP Renewables), a atteint sa pleine puissance à la fin 2025. Ensemble, ces quatre installations totalisent environ 2 008 MW et produisent de l’ordre de 4 TWh par an, selon les données du ministère de la Transition écologique — soit l’équivalent de la consommation résidentielle de plus de 2 millions de personnes.
Le tableau de bord éolien du Commissariat général au développement durable (CGDD) au troisième trimestre 2025 confirme ce chiffre de 2 GW offshore sur un total de 25,9 GW éolien en France (23,9 GW onshore + 2 GW offshore). Le seul troisième trimestre 2025 a vu l’éolien en mer produire 3,5 TWh, tirant profit de conditions venteuses en mer du Nord et en Atlantique.
Deux autres parcs sont en chantier actif : le parc du Calvados (448 MW, au large de Courseulles-sur-Mer), dont les turbines devraient être installées courant 2026, et surtout Dieppe-Le Tréport, dont l’avancement concentre aujourd’hui les interrogations du secteur.
Dieppe-Le Tréport : 21 fondations posées sur 62, une mise en service sous tension
Implanté à 17 km des côtes normandes, le parc de Dieppe-Le Tréport doit rassembler 62 éoliennes Siemens Gamesa de 8 MW chacune, pour une puissance totale de 496 MW. L’investissement s’élève à 2,7 milliards d’euros, porté par un consortium mené par Ocean Winds (60,5 %), Sumitomo Corporation (29,5 %) et la Caisse des Dépôts (10 %). Une fois achevé, le parc alimentera en électricité 850 000 personnes, soit environ la moitié des habitants de la Seine-Maritime.
Le chantier a franchi un cap symbolique le 9 septembre 2025 avec la pose de la première fondation en jacket — un treillis métallique à quatre pieds, fabriqué par le groupe espagnol Navantia et mesurant 48 à 55 mètres de hauteur. Le navire d’installation MV Innovation, opéré par le groupe DEME, soulève deux fondations à la fois depuis le port de Cherbourg. Selon les données publiées par le consortium EMDT sur son site officiel, 21 fondations sur 62 avaient été mises en place au 27 février 2026 — soit un peu plus d’un tiers du parcours, six mois après le lancement des travaux en mer.
La mise en service est officiellement prévue pour le second semestre 2026. Mais le calendrier reste sous pression : des informations de presse ont révélé l’existence d’un courrier interne de Navantia évoquant des livraisons de fondations s’étalant jusqu’en juillet 2031, un élément que le consortium a publiquement démenti, affirmant que les calendriers contractuels « restent compatibles avec une mise en service au second semestre 2026 ». Par ailleurs, trois associations de pêcheurs ont déposé un recours devant le Conseil d’État en janvier 2025 contre l’autorisation d’exploitation, en raison de l’impact potentiel sur les gisements d’amandes de mer — un contentieux qui pourrait peser sur le calendrier.
L’objectif de 15 GW en 2035 : tout se joue sur l’appel d’offres AO10
La PPE3, publiée par décret au Journal officiel le 13 février 2026, fixe l’objectif de 15 GW d’éolien en mer opérationnel en 2035 — un chiffre qui représente une légère inflexion par rapport aux 18 GW initialement envisagés, repoussés à 2037 pour tenir compte des « réalités industrielles ». La trajectoire monte ensuite à 26 GW en 2040, puis 45 GW en 2050.
En partant du niveau actuel de 2 GW, il faut donc ajouter 13 GW en neuf ans. La progression à court terme reste modeste : Dieppe-Le Tréport et le parc du Calvados devraient porter le total à environ 3 GW fin 2026. L’essentiel de la trajectoire repose donc sur l’appel d’offres AO10, dont le cahier des charges sera publié au premier semestre 2026 et les attributions finalisées fin 2026. Ce super-appel d’offres prévoit de mettre en concurrence 8 à 10 GW répartis sur plusieurs façades maritimes : 2 GW en Manche en fixe, 2 GW en flottant au nord-ouest de la Bretagne, 1,2 GW dans le golfe de Gascogne et 2 GW en flottant en Méditerranée.
C’est précisément l’attente autour d’AO10 qui plonge la filière dans l’incertitude, comme en témoigne l’ambiance de la conférence FOWT 2026 (Montpellier, 24-26 mars) qui réunit cette semaine plus de 1 400 professionnels de l’éolien flottant venus de 30 pays. Le précédent appel d’offres AO7, portant sur une extension du parc d’Oléron (~1 GW), avait été déclaré infructueux en septembre 2025, faute de candidats aux conditions proposées. Le groupe RWE, l’un des leaders européens du secteur, a depuis annoncé son retrait du marché français de l’éolien offshore — un signal d’alarme pour une filière qui attend des conditions de raccordement et des niveaux de rémunération compétitifs.
La comparaison internationale souligne l’enjeu : le Royaume-Uni dispose déjà de 14,8 GW offshore opérationnels, l’Allemagne de 9 GW, les Pays-Bas de 4,7 GW. La France, pionnière des appels d’offres en 2012, a payé le prix de sa lenteur administrative et de premiers contrats très coûteux — attribués autour de 143 €/MWh, un niveau sans commune mesure avec les prix actuels. La compétitivité est aujourd’hui au rendez-vous : les contrats du parc Centre-Manche 1 sont fixés à 45 €/MWh, et les premières installations flottantes commerciales à environ 86–92 €/MWh hors raccordement, selon les délibérations de la Commission de régulation de l’énergie (CRE).
Un secteur à fort potentiel économique, en quête de vitesse de croisière
Selon le rapport annuel de MerEnergies publié en juin 2025, la filière des énergies marines renouvelables emploie 8 254 équivalents temps plein (ETP) en France. Le chiffre d’affaires du secteur a atteint 4 milliards d’euros en 2024 (+485 millions d’euros par rapport à 2023), tandis que les investissements totaux se sont élevés à 3 milliards d’euros sur l’année. L’objectif à l’horizon 2035 est de porter les effectifs à 20 000 emplois directs et indirects, soit 2,4 fois les niveaux actuels.
Les engagements financiers à long terme dépassent les 40 milliards d’euros sur quinze ans, dont plus de 1,5 milliard d’euros pour les seuls postes de raccordement en mer, confiés par RTE au groupe Eiffage pour les futures installations flottantes en Bretagne et en Méditerranée. Chaque mégawatt installé génère par ailleurs une taxe annuelle de 20 248 euros versée à l’État — une ressource croissante à mesure que le parc national se développe.
Pour les ménages, le développement de l’éolien offshore s’inscrit dans la dynamique plus large de la décarbonation du mix électrique français. À mesure que la part des énergies à coût marginal quasi nul (vent, solaire) augmente dans la production, la pression à la baisse sur les prix de gros s’accentue. Notre guide sur les prix de l’énergie détaille les mécanismes par lesquels le développement des renouvelables influence la facture des ménages à moyen terme.
Ce qu’il faut surveiller dans les prochains mois
Trois jalons concentreront l’attention du secteur d’ici fin 2026 :
- Publication du cahier des charges AO10 (premier semestre 2026) : les conditions proposées — niveau de prix de référence, exigences de contenu local, conditions de raccordement — détermineront si les industriels se portent candidats ou répètent le scénario d’AO7.
- Mise en service de Dieppe-Le Tréport (objectif second semestre 2026) : si le calendrier est tenu, la France franchira les 3 GW offshore. Un retard supplémentaire creuserait encore l’écart avec la trajectoire PPE3.
- Attribution AO10 (fin 2026) : l’attribution de 8 à 10 GW supplémentaires est la condition sine qua non pour atteindre 15 GW en 2035. Un AO10 infructueux rendrait mécaniquement cet objectif hors de portée.
La clause de revoyure inscrite dans la PPE3 pour 2027 permettra au gouvernement d’ajuster la trajectoire si nécessaire. Pour les lecteurs souhaitant mieux comprendre les technologies qui redessinent la carte énergétique française — éolien flottant, hydrogène vert, géothermie —, notre guide sur les énergies du futur offre un panorama complet. La complémentarité avec le solaire en autoconsommation, autre pilier de la transition, est également documentée dans notre guide sur les panneaux solaires.
L’éolien offshore n’est pas le seul front d’accélération : une circulaire du 26 mars 2026 vient de clarifier les règles du renouvellement des parcs éoliens terrestres en définissant un logigramme en 5 configurations et un délai préfectoral de 2 mois — un levier clé pour atteindre l’objectif de 33 GW d’ici 2030. La géothermie profonde s’inscrit dans ce contexte, comme le montrent les nouveaux projets géothermiques 2026 en Île-de-France.
Mise à jour : le 2 avril 2026, le gouvernement a officiellement lancé les appels d’offres PPE3 pour 10 GW d’éolien offshore supplémentaires — dont 5 GW de flottant — apportant une première réponse concrète à l’écart entre les 2 GW installés et l’objectif 2035.
